超效节能水泵

超效节能水泵

1、提高蒸汽参数

常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566C /566C，常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa/600C /600C。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至27-28MPa,主蒸

汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600C,热再热蒸汽温度提高至

610C或620C,可进一步提高机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时，每提高1MPa 进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高10C，可降低热耗

0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗 1.5〜2.5克/千瓦时。技术较成熟。

适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。

2、二次再热

在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压

缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，

高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出2%〜3%,可降低供电煤耗8〜10克/千瓦时技术较成熟。

美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100

万千瓦二次再热技术示范工程。

3、管道系统优化通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施，

降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。机组热效率提高0.1%〜0.2%，可降低供

电煤耗0.3〜0.6克/千瓦时。技术成熟。

适于各级容量机组。

4、外置蒸汽冷却器

超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热焓，提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。技术较成熟。

适用于66、100万千瓦超超临界机组。

5、低温省煤器

在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合

适的部分凝结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效

率，降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗 1.4〜1.8克/千瓦时技术成熟。

适用于30〜100万千瓦各类型机组。

在新的镍基耐高温材料研发成功后，蒸汽参数可提高至700C，大幅提高机组热

效率供电煤耗预计可达到246克/千瓦时。技术研发阶段。

7、汽轮机通流部分改造

对于13.5、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30和60万千瓦亚临界汽轮机，通流效率低，热耗高。采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分，采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机，节能提效效果明显。预计可降低供电煤耗10〜

20g/kWh。技术成熟。

适用于13.5〜60万千瓦各类型机组。

8、汽轮机间隙调整及汽封改造

部分汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的

问题，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。通过汽轮机本体技术改造，提高运行缸效率，节能提效效果显著。预计可降低供电煤耗2〜4g/kWh。技术成熟。

适用于30〜60万千瓦各类型机组。

9、汽机主汽滤网结构型式优化研究

为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网。常见滤网孔径均为© 7,已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一步研究。可减少蒸汽压降和热耗，暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。

适于各级容量机组

10、锅炉排烟余热回收利用

在空预器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水，回收部分热量，从而达到节能提效、节水效

果。采用低压省煤器技术，若排烟温度降低30C,机组供电煤耗可降低1.8g/kWh,

脱硫系统耗水量减少70%。技术成熟。

适用于排烟温度比设计值偏高20C以上的机组。

11、锅炉本体受热面及风机改造

锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高，通过改造，可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括：一次风机、引风机、增压风机叶轮改造或变频改造；锅炉受热面

或省煤器改造。预计可降低煤耗1.0〜2.0g/kWh。技术成熟。

适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。

12、锅炉运行优化调整电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时，对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验，确定合理的风量、风粉比、煤粉细度等，有利于电厂

优化运行。预计可降低供电煤耗0.5〜1.5g/kWh。技术成熟。

现役各级容量机组可普遍采用

13、电除尘器改造及运行优化

根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。通过电除尘器节电改造及运行优化调整，节电效果明显。预计可降低供电煤耗约2〜

3g/kWh。技术成熟

适用于现役30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组

14、热力及疏水系统改进

改进热力及疏水系统，可简化热力系统，减少阀门数量，治理阀门泄漏，取得良好节能提效效果。预计可降低供电煤耗2〜3g/kWh。技术成熟。

适用于各级容量机组

15、汽轮机阀门管理优化

通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算，以及机组轴承承载情况的综合分析，采用阀门开启顺序重组及优化技术，解决机组在投入顺序阀运行时的瓦温升高、振动异常问题，使机组能顺利投入顺序阀运行，从而提高机组的运行效率。预计可降低供电煤耗2〜3g/kWh。技术成熟适用于20万千瓦以上机组。